автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.06, диссертация на тему:Автоматизированная система управления технологическим процессом добычи нефти на основе динамической модели участка нефтяного пласта

004611544 На правах рукописи

МЕЗЕНЦЕВ Евгений Федорович

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССОМ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ОСНОВЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ УЧАСТКА НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Специальность 05.13.06 - Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (в промышленности)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2010

2 8 ОПТ

004611544

Работа выполнена на кафедре технической кибернетики ГОУ ВПО "Уфимский государственный авиационный технический университет"

Научный руководитель д-р техн. наук, проф.

ТАГИРОВА Клара Фоатовна

Официальные оппоненты д-р техн. наук, проф.

ХИСАМУТДИНОВ Наиль Исмагзамович,

директор НПО «Нефтегазтехнология», г. Уфа

д-р техн. наук, проф. КАЯШЕВ Александр Игнатьевич,

зав. каф. автоматизированных технологических и информационных систем Стерлитамакского филиала Уфимского государственного нефтяного технического университета

Ведущая организация ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий

и новых материалов», г. Уфа

Защита диссертации состоится «12» ноября 2010 г. в 12 часов на заседании диссертационного совета Д-212.288.03 при Уфимском государственном авиационном техническом университете по адресу: 450000, Уфа-центр, ул. К. Маркса, 12

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке университета Автореферат разослан « <Г » р^л&г 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

д-р техн. наук, проф. I В. В. Миронов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Современное состояние нефтедобывающей отрасли характеризуется наличием большого числа сложившихся и прогнозируемых научно-технических задач, вызванных следующими существующими тенденциями:

1) большую часть ресурсов (более 65%) российской нефтедобычи составляют трудноизвлекаемые запасы нефти;

2) снижается прирост запасов нефти;

3) применяемые в отечественной практике традиционные технологии и методы разработки и эксплуатации месторождений в условиях трудноизвле-каемых запасов являются крайне неэффективными.

В связи с этим в настоящее время проводятся масштабные работы по поиску путей повышения эффективности технологического процесса добычи нефти:

— создание и применение технологий и оборудования, обеспечивающих высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти;

— совершенствование существующих и создание новых методов воздействия на пласты и увеличения нефтеотдачи;

— развитие технологий компьютерного проектирования и моделирования процесса разработки нефтяных месторождений.

Одним из направлений решения этих актуальных задач представляется разработка системы оперативного управления технологическим процессом добычи нефти, особенно эффективной в условиях недостатка информации о залежи, с возможностью оперативного управления закачкой и отбором жидкости.

Такие особенности технологического процесса добычи нефти, как отсутствие данных о ряде параметров пласта, нелинейность зависимостей между параметрами, неоднородность пласта существенно усложняет, а часто делает невозможным эффективное управление процессом добычи нефти. Поэтому для определения оптимальных управляющих воздействий на пласт требуется построение и использование модели участка нефтяного пласта.

С учетом результатов математического моделирования осуществляется прогнозирование и планирование добычи, оценка запасов, комплексная оптимизация пласта - выбор геолого-технологических мероприятий по управлению процессом и режимами разработки. В процессе накопления информации о пласте модель уточняется, обновляется и используется для управления процессом разработки. Такие модели называют постоянно действующими геолого-технологическими моделями (ПДГТМ). Согласно регламенту Минэнерго, принятому в 2000 г., использование ПДГТМ является обязательным при прогнозировании и планировании добычи на нефтяных месторождениях.

Создание и обновление ПДГТМ - задача сложная и требующая значительных временных и трудозатрат, поэтому модели данного вида практически не используются для оперативного управления режимами работы скважинного оборудования. Альтернативным вариантом может быть использование автономных систем, работающих в режиме реального времени, основанных на постоянной регистрации и обработке информации, снимаемой со скважинного

оборудования. Реализация таких систем требует не только создания модели участка пласта для оперативного управления, но и соответствующих алгоритмов выбора оптимальных режимов работы скважинного оборудования.

Значительный вклад в создание и развитие теории фильтрационных моделей внесли С. Азиз, И. А. Чарный. Теория управления скважинными системами рассматривались в трудах А. П. Теплова, П. Д. Ляпкова, И. Т. Мшценко. Задачи управления разработкой нефтяных месторождений сформулированы как задачи оптимального управления в конце прошлого века В. М. Мееровым, Э. М. Халиловым, Б. И. Леви. В работах Ю. К. Шафранника, В. И. Грайфера, С. Н. Закирова современные подходы к решению задач управления процессом нефтедобычи связываются, в первую очередь, с процессами информатизации и интеллектуализации технологии нефтедобычи.

В большинстве случаев управление режимами работы скважин производится на основе технологических критериев: равенство объемов притока жидкости в пласт и интенсивности работы насосного оборудования, но не учитываются экономические критерии, такие как удельный расход электроэнергии на добычу кубометра нефти, величина межремонтного периода работы скважины (МРП) в зависимости от условий эксплуатации. Все это приводит к росту затрат электроэнергии и дополнительному износу оборудования.

Цель работы

Разработать автоматизированную систему оперативного управления процессом добычи нефти на основе динамической модели участка нефтяного пласта, включая структуру, алгоритмы и программное обеспечение. Оценить эффективность разработанной системы управления методом имитационного моделирования.

Задачи исследования

Для достижения поставленных целей требуется решить следующие задачи:

1. Разработать постоянно действующую динамическую модель участка нефтяного пласта с группой добывающих и нагнетательных скважин.

2. Разработать алгоритм идентификации геологических и гидродинамических параметров предложенной динамической модели участка нефтяного пласта.

3. Разработать алгоритм выбора оптимального дебита добывающей скважины и алгоритм управления процессом добычи нефти для группы скважин на основе разработанной динамической модели участка нефтяного пласта.

4. Разработать структуру и алгоритм работы автоматизированной системы управления добычей нефти на уровне технологического оборудования и процессов.

5. Провести моделирование работы автоматизированной системы управления процессом добычи нефти и оценить эффективность ее функционирования.

Методы решения

При решении поставленных в работе задач использовались методы теории вычислительной математики, математической физики и системного анализа, теория аппроксимации, теория графов, а также теория имитационного моделирования. Применялись программные продукты Microsoft Visual С++ 2005, Eclipse фирмы Shlumberger.

Основные научные результаты, выносимые на защиту:

1. Постоянно действующая динамическая модель участка нефтяного пласта с группой добывающих и нагнетательных скважин, адаптированная для оперативного управления процессом добычи нефти.

2. Алгоритм автоматической идентификации геологических и гидродинамических параметров динамической модели участка нефтяного пласта по данным истории разработки месторождения с использованием встроенного алгоритма оптимизации по критерию минимизации отклонения между модельными параметрами разработки и соответствующими им фактическими показателями.

3. Алгоритм выбора оптимального дебита отдельной добывающей скважины и управления процессом добычи нефти для группы скважин на основе разработанной постоянно действующей динамической модели взаимовлияния скважин.

4. Структура автоматизированной системы управления процессом добычи нефти, включающей локальную и групповую подсистемы управления и реализующей алгоритм их согласованного функционирования, в состав которой введены блок моделирования взаимовлияния скважин и блок оценки экономической эффективности.

5. Результаты экспериментальных исследований разработанной комплексной технологии моделирования и управления процессом добычи нефти на основе постоянно действующей динамической модели участка пласта, полученные путем имитационного моделирования.

Научная новизна результатов

1. Новизна разработанной постоянно действующей динамической модели участка нефтяного пласта с группой скважин заключается в том, что в однослойной сеточной модели неоднородность обводненности жидкости по вертикали моделируется в виде непрерывного распределения по высоте слоя, что позволяет учитывать различные коэффициенты подвижности для нефтяной и водной фазы, а также для зоны водонефтяного контакта и за счет этого повысить точность описания физических процессов, происходящих в пласте и одновременно уменьшить время расчета модели; динамическая модель участка пласта адекватно описывает взаимовлияние скважин и является основой комплексной технологии моделирования и управления процессом добычи нефти в реальном масштабе времени.

2. Новизна разработанного алгоритма автоматической идентификации параметров постоянно действующей динамической модели участка пласта за-

ключается в укрупнении карты проницаемости путем объединения ячеек модели в регионы с присвоением каждому региону обобщенного коэффициента проницаемости; задании основных параметров идентификации только в ячейках со скважинами с нахождением этих параметров для остальных ячеек путем интерполяции; использовании в качестве начальных значений идентифицируемых параметров значений, полученных в результате предыдущей идентификации, что в совокупности позволяет сократить время идентификации с одновременным обеспечением высокой степени адекватности модели.

3. Новизна алгоритма выбора оптимального дебита добывающей скважины и управления группой скважин заключается в реализации комплексной технологии моделирования и управления путем формирования управляющего воздействия на скважинное оборудование на основе периодической идентификации постоянно действующей модели участка пласта по мере поступления текущих промысловых данных и расчета оптимального дебита скважины в реальном масштабе времени с учетом как технологических ограничений, так и экономических затрат.

4. Новизна разработанной двухуровневой структуры системы управления обусловлена включением в ее состав программного блока - постоянно действующей динамической модели участка нефтяного пласта и блока оценки экономической эффективности, что обеспечивает совместное эффективное функционирование группового и локального уровней управления добычей нефти в реальном масштабе времени по технико-экономическим показателям.

5. Новизна разработанных программных средств определяется новизной предложенных алгоритмов и постоянно действующей динамической модели участка нефтяного пласта, совместное использование которых позволило обеспечить выполнение функций эффективного оперативного управления процессом добычи нефти в реальном масштабе времени на основе периодически обновляемых фактических промысловых данных.

Практическая ценность полученных результатов

Практическая ценность разработанной постоянно действующей динамической модели участка нефтяного пласта заключается в том, что расчет и идентификация параметров модели возможны в реальном масштабе времени без участия оператора на контроллере группы скважин, что позволяет внедрить данную модель в систему управления добычей нефти без значительных капитальных вложений.

Практическая ценность полученного алгоритма управления группой взаимодействующих скважин совместно с разработанной динамической моделью участка пласта позволяет производить управление режимами работы группы скважин в реальном масштабе времени с помощью контроллера группы скважин, что значительно повышает технико-экономическую эффективность добычи нефти.

Разработаны программные модули моделирования работы группы скважин (программа для ЭВМ № 2010613647 «Динамическая модель участка пла-

ста»), а также программный модуль визуализации данных и обмена данными с гидродинамическим симулятором (программа для ЭВМ № 2007612237 «Адаптация относительных фазовых проницаемостей»).

Результаты имитационного моделирования процесса функционирования системы управления процессом нефтедобычи на примере модели одного из реальных нефтяных Западной Сибири подтвердили адекватность разработанной динамической модели участка пласта и эффективность предложенных алгоритмов управления.

Апробация работы и публикации

Основные положения и результаты, полученные в работе, докладывались на следующих научно-технических конференциях:

• Девятая международная научно-техническая конференция «Computer Science and Information Technologies». Уфа, 2007.

• Международная научно-практическая конференция «Системный анализ в проектировании и управлении». СПб, 2007.

• Четвертая всероссийская зимняя школа-семинар аспирантов и молодых ученых, Уфа, 2009.

• Всероссийская молодежная научная конференция Мавлютовские чтения, Уфа, 2009.

Публикации

Основные результаты диссертационной работы представлены в 13 публикациях, в том числе - в 11 научных статьях (из них 5 - в рецензируемых журналах из списка ВАК), 6 - в сборниках материалов конференций, 2 свидетельства Роспатента об официальной регистрации программ для ЭВМ.

Структура работы

Диссертационная работа изложена на 154 страницах машинописного текста и включает введение, четыре главы основного материала, заключение; рисунки на 58 страницах; библиографический список из 121 наименования на 12 страницах и приложения на 40 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы исследований, формулируется цель работы и задачи исследований, обсуждается новизна и практическая значимость выносимых на защиту результатов работы.

В первой главе выявлена актуальность создания и внедрения системы управления технологическим процессом добычи нефти для группы гидродинамически взаимосвязанных скважин.

Указаны основные направления автоматизации нефтедобычи начиная с технологического (нижнего) уровня и заканчивая управленческим (верхним).

Важным инструментом в процессе выбора стратегий управления процессом добычи нефти является моделирование процессов разработки нефтяных месторождений, что позволяет избежать трудностей, связанных с недостаточными объемами промысловых исследований.

Создание системы и методов оперативного управления разработкой нефтяных месторождений на основе постоянно обновляемых моделей локальных участков нефтяного пласта определили цель и задачи исследований диссертации.

Во второй главе определен объект управления и отсутствующие в известных системах управления процессом нефтедобычи звенья.

Проанализированы существующие модели нефтяных пластов с точки зрения возможности их применения для целей оперативного управления процессом разработки и выявлены их недостатки. Так, например, постоянно действующие геолого-технологические модели не могут быть применены для целей оперативного управления, поскольку процесс создания таких моделей требует намного больше времени, чем частота ввода обновленных данных, а также требуются значительные вычислительные ресурсы и трудозатраты. Известные упрощенные модели взаимовлияния скважин на основе нейронных сетей, передаточных функций, матриц взаимовлияния скважин также не подходят для оперативного управления, поскольку не воспроизводят работу нагнетательных скважин и некорректно воспроизводят неустановившиеся режимы работы скважин, а также имеют ряд других недостатков.

Сформулированы требования, предъявляемые к модели участка нефтяного пласта:

• Воспроизведение неустановившихся режимов работы скважин.

• Учет работы как добывающих, так и нагнетательных скважин.

• Воспроизведение совместного движения водной и нефтяной фаз в пласте.

• Высокая скорость идентификации параметров модели для обеспечения возможности оперативного управления процессом добычи нефти на основе модели.

Модель участка нефтяного пласта создается на основе следующих законов, описывающих движение жидкости в процессе разработки месторождения:

1. Эмпирический закон Дарси: скорость движения жидкости в пласте пропорциональна градиенту давления.

2. Формула Дюпюи, связывающая величину притока жидкости к скважине и забойное давление.

3. Уравнение материального баланса для каждой фазы жидкости.

Аналитически решить дифференциальные уравнения движения жидкости

не представляется возможным. Поэтому производные заменены на конечные разности, а сам пласт разбит на ячейки (рисунок 1).

Разность плотностей нефти и воды приводит к тому, что нефтенасышен-ность на каждом участке пласта распределена неравномерно по вертикали. В общем случае существует нефтенасыщенная область в верхней части пласта и водонасыщенная область в нижней части пласта (рисунок 2). Пограничная поверхность в переходной зоне нефтяной залежи, ниже которой подвижность нефти равна нулю, а выше - подвижность воды равна нулю - называется водо-нефтяным контактом (ВНК).

Скважины

Граница нефтяного пласта

Вертикальное распределение в потоке жидкости

Рисунок 2 - Вертикальное распределение подвижности нефтяной и водной фаз в пласте: Нвнк—толщина зоны водонефтяного контакта; Нв - толщина водной зоны; Нн - толщина нефтяной зоны; Я - толщина пласта

Рисунок 1 - Схема разбиения области пласта со сложной конфигурацией на конечно-разностные ячейки

I Доля воды в потоке жидкости

Ячейка

Сформулированы уравнения переноса каждой фазы жидкости для ячейки модели участка пласта:

1 )кц. 1/2 Явучд р,{Р 1 ,/2 #ву+1/2 Рв(^у+1/2)+

хфХЮМУт,

УР,,{Р и+т)+{Р1гР,-\№-\щНвнк¡.11урв(Р{лп,,)+(Ри-Рнц)

Рн

хфХКЯОт,

ЛМягдау = - 0.5[(Р,тР^кц-ш Нвнк „ч,2 р/Р у-шЖ^у-Лу+О^+ю*

хЯвнку+ш р»(РфтУ+-(Р{гР1-и) Нвнк щрЛРпщЖРц-Рьц)* *кМщНвНКМп;Рн(РМ^)] ф ХКЯФ^тКт,

О£ = Ож(ШЖНв+0,5ШЖ_тКНвнк)/{К11№Нв+0,5 ШУ ШК Нвнк \

+кяо нн+о,5 кяж_шк нет),

<2И = 0ж(КЯО Нн+0,5 ККО__ШКНвнк)/{КЯЖН^-0,5 ККШ ШК Нвнк+

+КЯОНн+0,5 ККШ_ШКНвнк). где ЛМввнк - масса воды, поступившая в ячейку в зоне ВНК; ЛМнвнк - масса нефти, поступившая в ячейку в зоне ВНК; ЛМдд - масса воды, поступившая в ячейку в водной зоне; ЛМнн - масса нефти, поступившая в ячейку в нефтяной зоне; (¡)ж - дебит жидкости скважины в ячейке; Он - дебит нефти скважины в ячейке; (¿п - дебит воды скважины в ячейке; ККIV - коэффициент подвижности воды в зоне ВНК; К1Ю_Ш1К - коэффициент подвижности нефти в зоне ВНК; К ЯШ - коэффициент подвижности воды в водной зоне; ШО - коэффициент подвижности нефти в нефтяной зоне; Р - давление жидкости в ячейке; к - проницаемость; ф - пористость; т - величина временного шага; рв(Р), рн(Р) зависимость плотности воды и нефти от давления.

Общее изменение массы жидкости в ячейке рассчитывается по следующей формуле:

Ш„Ец^АМвв+АМнн+АМпвнк+ДМивнН2нРн(Р) гЧ2вРв(Р)г (2)

На основании данных об изменении массы жидкости рассчитывается масса жидкости в каждой ячейке на следующем временном слое и давление посредством решения квадратного уравнения для каждой ячейки модели.

В качестве начальных условий в модели задаются: начальное пластовое давление Р0; начальная масштабированная водонасыщенность жидкости на каждой скважине.

Ввиду высокой степени неопределенности информации о свойствах нефтяного пласта и насыщающих его флюидов для использования разработанной модели необходима предварительная идентификация ее параметров.

Задача идентификации параметров нефтяного пласта на основе данных о фактической эксплуатации скважин относится к классу обратных задач. По известным показателям работы скважин (величины отборов воды и нефти из скважин и забойные давления) требуется определить параметры нефтяного пласта, имеющие наибольшую неопределенность: начальное пластовое давление (Р0); карта значений проницаемости пористой среды (к)\ карта значений начальной водонасьпценности (С*); карта толщин нефтяного пласта (Я); характеристики призабойной зоны скважин; подвижность нефти и воды (КЛРР, ККО, КЯШЛШК, КЕО_ЪШК)-, параметры граничных зон модели участка пласта.

С целью уменьшения времени идентификации параметров модели такие параметры пласта как начальная водонасыщенность и толщина пласта задаются только в тех ячейках, где расположены скважины. В межскважинном пространстве значения вычисляются посредством интерполяции.

Следует отметить, что при идентификации параметров модели учитывается изменение коэффициента продуктивности скважины в результате проведения геолого-технических мероприятий или засорения призабойной зоны скважины.

Карта проницаемости разбивается на регионы, соответствующие приза-бойным зонам скважин и областям взаимовлияния скважин (рисунки 3,4).

Параметр качества модели, подлежащий минимизации, представляет собой сумму отклонений между фактическими и расчетными значениями забойных давлений, дебетов воды и нефти:

+к<в%-вн.г+к-т, -0" «)']) (3)

1-1V '«1 /

где Qв¡ ,, ()ни, £)н '¡ , - соответственно исторические и модельные значения дебетов воды и нефти для 1-я скважины на ¡-ы временном шаге; Р^ь исторические и модельные значения величин забойных давлений для г-той скважины на /-м временном шаге; К— весовой показатель; т - количество скважин.

Задача идентификации решается в оптимизационной постановке с использованием метода покоординатного спуска для минимизации функционала (рисунок 5). Аргументами для вычисления значения целевой функции служат

те параметры пласта, которые подвергаются корректировке в процессе идентификации модели.

С^_Начало 4 !4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 : 4 4 4 4

+ 4 I 4 4 4 4 1 4 9 9 9 414 4 4 4

Задание номеров регионов для призабойной зоны каждой скважины 4 1 4 4 5 5 5 5 5 11 5:5 1 5 5 9 9 9 9 9 99 9 9 9[4 9 | 9 9; 9 4 4 4 4 "э|4_ 9 9 4 4 4 4 4 4 4

* ^^¿¡ря каждой ячейки модели с*4-*^ 4! 4 4.4

•^^незаданным номером региона^-^"*" 4 5 5 5 5! 5 5 9 9 9 91 9

+ 4 П 5 5 5 6 Я 919 9 9 9 9 9 9

Выбирается пара скважин Скв1 и Скв2, удовлетворяющая следующим условиям: 1) ДЯчейка,Скв1) + 1(Ячейка,Скв2}-»тт. 2) 1(Ячейка,Скв1) + ДЯчейка,Скв2) <1.35 ЦСкв1,Скв2). 3) ДЯчейка,Схв1)<ЦСкв1,Скв2). 4) ДЯчейка,Скв2) < ¿(Скв 1 ,Скв2). 5) Номер(Скв1)< Номер(Скв2). 4 4 £ 4 0 0 0 5 6 6 6 9 9 9; 9 9! 9

6 6:6 6;6 6 6

4 4 6 6 6 6 616 6 6 6 | 6 2 [4 4

4 4 6 6 б;б 6 | 6 6 6 4 4 4 4 "4

4.4 4]4 414 4 4 4 6 6 6 6! 6 6'6 6 6 6 6 616 "бТб 2}4 4.4 4:4

+ 4 4 4 Ь

|НомерРегионаЯчейки=КолСкв+Скв2- КолСкв+Скв1 4:4 4 4 414

-* .- 414 4 4 4:4 4 4 4:4 4 | 41 4 4

JCOнeц_

Рисунок 3 - Блок-схема алгоритма разбиения карты проницаемости на регионы: Л - расстояние между ячейками

Рисунок 4 - Пример разбиения участка пласта на регионы взаимовлияпия скважин

Геологические и гидродинамические константы

Р-Р,.

/»'«Л

^ Матрица к, матрица Н, обводненность

Геологические параметры модели

к, Н, обводненность 11Г

Гидродинамические параметры модели

Ож

Динамическая модель участка нефтяного пласта

Данные истории разработки

'«, е«, ^

| ф'.Он'.Р'

Нвнк> коэффициенты приемистости и продуктивности скважин, подвижности жидкости

Оценка соответствия модели историческим данным

Формирование вектора параметров модели

Рисунок 5 - Схема работы алгоритма идентификации параметров модели участка пласта: -плотностьводы;/),-плотность нефти; сж,-коэффициент сжимаемости воды; сжц- коэффициент сжимаемости нефти; Ож - дебит жидкости; ф - пористость; к- проницаемость; Н- толщина пласта; Нвнк - толщина водонефтяиого контакта В третьей главе проводится синтез алгоритмов локального и группового управления, а также алгоритма совместной работы локальной и групповой подсистем управления.

Выявлено, что эффективность функционирования нефтедобывающего предприятия во многом определяется рациональным выбором способа эксплуатации и установлением оптимального режима работы отдельно взятой скважины. Неправильный выбор режима работы скважины ведет к уменьшению величины межремонтного периода (МРП), значительному увеличению удельных затрат на электроэнергию, и, как следствие, значительно увеличивает удельные затраты на добычу одного кубического метра нефти.

Предложено производить выбор оптимального дебита нефти скважины на основе технико-экономических показателей посредством максимизации при-

были (минимизации удельных расходов) от добычи нефти скважиной с учетом технологических ограничений.

В работе рассмотрены основные виды расходов, возникающие в процессе добычи. Выявлено, что наибольшее влияние на величину удельных затрат при изменении дебита скважины оказывают изменение затрат на электроэнергию и изменение МРП скважины.

Найдена зависимость величины удельных затрат на добычу нефти от дебита нефти скважины (рисунок 6):

3„(&Н(([(Ям6-РмДр^)) QH/Q-*)pXno*g] IКЭР (Qm...) ТарЭЭ+

Klзатр) К.экспл~^~Рпост _рем ^прост) /Qh ) ^ К-эксплу (4)

где Нза6 - глубина забоя скважины (по вертикали); P3ag - забойное давление в скважине; с - объемная обводненность жидкости; рж- средняя плотность жидкости в скважине; рж пов - плотность жидкости в поверхностных условиях; g -ускорение свободного падения; K3P{QM...) - коэффициент эффективности работы насоса; ТарЭЭ - тариф на потребление электроэнергии; Кж,„ - отношение времени работы скважины к общему рассматриваемому времени, включающему периоды ремонтов; К„рост - отношение времени ремонта скважины к общему рассматриваемому временй; К1затр - удельные затраты на добычу одного кубического метра жидкости; Рпост - постоянные ежедневные затраты на обслуживание скважины; С_рем- средняя стоимость одного дня ремонта скважины.

Здесь величина КЭР равна отношению полезной выполненной работы по подъему жидкости из пласта к затраченной электроэнергии и зависит от дебита нефти, высоты подъема и свойств жидкости; ^жсад=Л^РЯ/(Г;кЛ)+МРЯ), Кпрост = Тра/(Тре1Л+МРП), где Трем - среднее время ремонта скважины, сутки; МРП - величина межремонтного периода работы скважины._

Величина удельных затрат

Минимальные удельные затраты

Удельные затраты на эксплуатацию

Порог рентабельности

100 Q/Qmax-100%

Рисунок 6 - Зависимость удельных затрат на добычу одного кубометра нефти от дебита нефти скважины Величина МРП скважины рассчитывается с помощью регрессионного уравнения:

МРП=ко+к1с+к2Нмс+к3(Нтс-Н^„)+к42+к5аг1оЩОнЩдФ, (5)

где с - обводненность, %; Ннас - глубина подвески насоса, м; Ндии - динамический уровень, м; 2 - зенитный угол в интервале подвески, градус; ¿2]0 - искривление ствола в интервале подвески, градус/Юм; £„ - подача насоса номинальная, м3/сут; £>ф - дебит скважины фактический, м3/сут; кд - к7 - коэффици-

енты регрессии (вычисляются на основе данных о предыдущих ремонтах скважин и режимах их работы).

Найдена зависимость удельных затрат на добычу нефти от дебита нефти в режиме кратковременной эксплуатации скважины (КЭС). Выбор оптимального режима работы скважины в режиме КЭС определяется путем подбора дебита жидкости скважины и соотношения между временем работы скважины и временем восстановления ее динамического уровня.

Произведен расчет затрат на эксплуатацию нагнетательной скважины.

Сформулированы технологические ограничения, действующие при управлении режимами работы добывающей и нагнетательной скважины.

Сформулирован критерий выбора оптимальных управляющих воздействий в групповой подсистеме управления: максимизация прибыли от добычи нефти (7):

гСйж) = Л -¿(Й- _. Г\,т, (6)

(=1 м

где Рз - порог рентабельности добычи; - затраты на обеспечение ра-

боты нагнетательной скважины в зависимости от объема нагнетания жидкости и давления нагнетания; п, т - количество добывающих и нагнетательных скважин на участке пласта соответственно.

Сформулированы ограничения для работы групповой подсистемы управления:

1. С целью поддержания величины пластового давления на постоянном уровне необходимо производить регулирование отношения объемов добычи и закачки жидкости с учетом объемов закачки и извлечения жидкости на предыдущих этапах разработки:

л т

X пдд, 1=1,и; 7=1,м, (7)

1='о '=1 <=<»

где - порядковый номер текущего временного периода; /о - номер первого рассматриваемого временного периода; ц^обж , - объем добываемой жидкости 1-й скважиной из пласта, м3; циагиж I - объем закачиваемой в пласт жидкости _/-й нагнетательной скважиной; кппд- соотношение между объемами добываемой и закачиваемой жидкости.

2. Объемы добытой группой скважин нефти должны быть не меньше соответствующих плановых показателей разработки:

п Кв

Ян1,к Янплам ^привед 5 (8)

(«1

где Кв - количество рассматриваемых периодов; д„ ц - дебит нефти /-й скважины на к-гл фактическом периоде.

3. В процессе выбора оптимальных управляющих воздействий требуется учет максимальных пропускных способностей основных технологических установок и наземной инфраструктуры: скважины с соответствующим оборудованием, сепарационные установки, дожимные насосные станции, внутрипро-мысловые нефтепроводы. Сети наземной инфраструктуры удобно описывать с помощью ориентированных графов. Путем сравнения графов, полученных на

основе фактических данных об инфраструктуре, и предлагаемых режимов работы, определяется возможность использования рассматриваемого варианта.

Учет вышеописанных ограничений при выборе оптимальных управляющих воздействий осуществляется посредством использования штрафных функций (9):

дж)=Ртха,(&,))-знаг„гр,(йжур2{джу,1=1,п]=\,т, (9)

1-1 ы _

где Р]( <2ж), Рг( бжХ Рз{ <2ж) - штрафные функции, учитывающие соответствие объемов добычи и закачки жидкости, фактических показателей разработки плановьм показателям, выбранного варианта разработки ограничениям существующей наземной инфраструктуры.

Разработана структурная схема системы управления (рисунок 7), реали-

Данные Данные Плановые Данные о Данные о Данные для расчета режи- АРМ

истории о пласте показатели наземной ин- скважинах мов локальной и групповой операто-

разработки разработки фраструктуре и ремонтах подсистем управления ра

Рисунок 7 - Структурная схема системы автоматизированного управления группой скважин: Рзаб, - забойное давление ;'-й скважины; - фактический дебит жидкости г'-й скважины; С/ - обводненность г'-й скважины; с, - расчетная обводненность г-й скважины;

н - плановые показатели добычи нефти; Рмт - минимальное забойное давление, при котором насос заполняется полностью; д, - расчетный дебит жидкости г'-й скважины; (р,- время работы 1-й скважины; /вовремя восстановления г-й скважины; МРШ{Ож) - зависимость величины межремонтного периода г'-й скважины от дебита; РасхЭЭ^ж) - зависимость расхода электроэнергии /-й скважины от дебита жидкости скважины

добычи нефти для группы скважин путем формирования управляющего воздействия на скважинное оборудование на основе периодической идентификации постоянно действующей модели участка пласта по мере поступления текущих промысловых данных и расчета оптимального дебита скважины в реальном масштабе времени с учетом как технологических ограничений, так и экономических затрат.

В четвертой главе проводится апробация алгоритма идентификации предложенной модели участка нефтяного пласта, а также имитационное моделирование предложенного алгоритма функционирования подсистем локального и группового управления. Для исследования процесса управления использована гидродинамическая модель одного из реальных месторождений Западной Сибири на базе программного комплекса гидродинамического моделирования Eclipse компании Schumberger.

Для идентификации параметров модели выбран участок нефтяного пласта, содержащий семь гидродинамически связанных между собой скважин. Идентифицируемая модель содержит 625 ячеек. Величина временного шага моделирования - 3 дня. В таблице 1 и на рисунке 8 представлены результаты сравнения расчетных и фактических параметров разработки.

Таблица 1 — Результаты идентификации параметров модели участка

Номер скважины 4210 4211 4216 5069 5071 1111 2222

Режим работы скважины (на 01.01.2006) добыча добыча добыча отключена добыча нагнетание нагнетание

Накопленная добыча нефти (факт), куб.м. 86189 73694 4312 19520 21659 - -

Накопленная добыча нефти (модель), куб.м. 86461 73864 4314 19524 21742 - -

Накопленная добыча нефти (отклон.), куб.м. -272 -170 -2 -4 -82 - -

Среднее забойное давление (факт), атм. 235,72 231,11 205.34 240,99 215,88 256,19 268,94

Среднее забойное давление (модель), атм. 235,71 231,13 205,42 241,04 216,00 256,23 268,95

Среднее забойное давление (отклонен.), атм. 0,01 0,03 0,08 0,05 0,12 0,04 0,01

Среднеквадратичное отклонение фактического забойного давления от модельного, атм. 1,31 1,U 3,21 2,11 1,20 1,41 3,02

250 240 230 220 210 200 190 180 170 160

1S0

01

4i

\

— факт

— расчет

.01.86 01.09.90 01.05.98 01.01.00 01.08.01 01.05.03 01.01.05

Рисунок 8 - Динамика забойных давлений скважины 4211, атм. (факт - расчет)

Проведено прогнозное имитационное моделирование разработки участка пласта при разных условиях: без управления, с управлением при совместной

работе локальной и групповой подсистем управления, с управлением без учета групповых ограничений и взаимовлияния скважин (рисунок 9).

Управление без учета " групповых ограничений и взаимовлияния скважин

Без "управления

Совместная работа локаль-- ной и групповой подсистем управления

янв.06 июл.06 янв.07 июл.07 янв.08 июл.08 янв.09 июп.09 яна.Ю

Рисунок 9 - Графики накопленной добычи нефти

По прогнозным расчетам до 2010 года на имитационной модели управление при совместной работе локальной и групповой подсистем позволило повысить суммарную добычу нефти на 33,3 % и снизить удельную себестоимость добычи на 5 %; управление режимами работы скважин без учета групповых ограничений и взаимовлияния скважин - на 26,3 % и 3 % соответственно.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Разработана постоянно действующая динамическая модель участка нефтяного пласта с группой скважин, учитывающая в однослойной сеточной модели неоднородность обводненности жидкости по вертикали в виде непрерывного распределения по высоте слоя, что позволяет учитывать различные коэффициенты подвижности для нефтяной и водной фазы, а также для зоны водонефтя-ного контакта и за счет этого повысить точность описания физических процессов, происходящих в пласте и одновременно уменьшить время расчета модели; модель адекватно описывает взаимовлияние скважин и является основой комплексной технологии моделирования и управления процессом добычи нефти в реальном масштабе времени.

Разработан алгоритм автоматической идентификации параметров постоянно действующей динамической модели участка пласта, заключающийся в укрупнении карты проницаемости путем объединения ячеек модели в регионы с присвоением каждому региону обобщенного коэффициента проницаемости; задании основных параметров идентификации только в ячейках со скважинами с нахождением этих параметров для остальных ячеек путем интерполяции; использовании в качестве начальных значений идентифицируемых параметров результатов предыдущей идентификации, что в совокупности позволяет сократить время идентификации с одновременным обеспечением высокой степени адекватности модели. Среднеквадратичное отклонение модельных забойных давлений от фактических составило (0,5-1,5) %. Отклонение модельных накопленных показателей добычи нефти от фактических не превышает 0,25 %.

Разработан алгоритм выбора оптимального дебита добывающей скважины в режиме непрерывной и кратковременной эксплуатации, а также алгоритм управления группой скважин, который заключается в реализации комплексной технологии моделирования и управления путем формирования управляющего воздействия на скважинное оборудование на основе периодической идентификации постоянно действующей модели участка пласта по мере поступления текущих промысловых данных и расчета оптимального дебита скважины в реальном масштабе времени с учетом как технологических ограничений, так и экономических затрат. Реализация предложенных алгоритмов позволила повысить суммарную добычу нефти на 33,3 % и уменьшить удельные затраты на добычу нефти на 5 %.

Разработана двухуровневая структура системы управления, включающей модуль постоянно действующей динамической модели участка нефтяного пласта и реализующей алгоритм координированного управления группой скважин в реальном масштабе времени для перераспределения текущей добычи между скважинами с целью получения максимальной прибыли с учетом технологических ограничений, например, максимальных пропускных способностей наземной инфраструктуры.

Разработаны программные средства, реализующие алгоритмы управления и постоянно действующую динамическую модель участка нефтяного пласта, совместное использование которых позволило обеспечить выполнение функций эффективного управления процессом добычи нефти в реальном масштабе времени с использованием периодически обновляемых промысловых данных. Глубокая интеграция модели участка нефтяного пласта, модуля идентификации параметров модели и модуля выбора оптимальных управляющих воздействий на пласт позволили увеличить общее быстродействие автоматизированной системы управления и снизить аппаратные требования к контроллеру группы скважин. Разработана программа АРМ технолога с инструкцией по работе пользователя. Проанализирована техническая и экономическая эффективность использования предлагаемой автоматизированной системы управления. Прирост прибыли за расчетный период (4 года) составляет 18 468 тыс. руб.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ В рецензируемых журналах из списка ВАК

1. Определение свойств пласта коллектора с использованием нейронных сетей / Б. Г. Ильясов, К. Ф. Тагирова, А. П. Ефремов, Е. Ф. Мезепцев // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2008. № 6. С. 8-11.

2. Оптимальное управление режимами работы группы нефтяных скважин на основе упрощенной модели участка пласта / М. Б. Гузаиров, Б. Г. Ильясов, К. Ф. Тагирова, А. Р. Танеев, Е. Ф. Мезенцев, А. В. Додулад // Мехатроника, автоматизация, управление. 2008. № 12. С. 27-30.

3. Оптимизация работы группы скважин на основе динамической модели взаимовлияния / К. Ф. Тагирова, Е. Ф. Мезенцев, А. П. Ефремов // Автоматиза-

ция, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М. : ВНЙИОЭНГ, 2009. № 5. С. 24-29.

4. Разработка модели фильтрации двухфазной жидкости для оперативного управления технологическим процессом добычи нефти / Е. Ф. Мезенцев // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2010. № 3. С. 34-40.

5. Оптимизация режимов работы группы скважин на основе модели взаимовлияния скважин / Е. Ф. Мезенцев, К. Ф. Тагирова // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2010. № 5. С. 22-26.

В других изданиях

6. Автоматизированная адаптация гидродинамической модели нефтяного месторождения с помощью относительных фазовых проницаемостей / К. Ф. Тагирова, Е. Ф. Мезенцев, И. К. Мешков // Тр. 9-й междунар. конф. CSIT'2007. Уфа: УГАТУ, 2007. Т. 2. С. 186-188. (Статья на англ. яз.)

7. Автоматизированная система адаптации гидродинамической модели нефтяного месторождения с помощью относительных фазовых проницаемостей / Е. Ф. Мезенцев // Системный анализ в проектировании и управлении; Сб. науч. тр. междунар. науч.-практ. конф. 2007. СПб.: СПбГПУ, 2007 С. 112-114.

8. Свид. об офиц. per. программы для ЭВМ № 2007612237. Адаптация относительных фазовых проницаемостей/ Е. Ф. Мезенцев М.: Роспатент, 2007.

9. Динамическая модель взаимовлияния группы скважин / Е. Ф. Мезенцев // Актуальные проблемы .науки и техники: сб. науч. тр.: 4-я всеросс. зимн. шк.-сем. аспиратов и молодых ученых. Уфа: УГАТУ, 2009. С. 361-365.

Ю.Проектирование оптимальной структуры сети внутрипромысловых трубопроводов / Е. Ф. Мезенцев, 3. Г. Гимазтдинова // Мавлютовские чтения : Всеросс. Молодежи, науч. конф. Уфа: УГАТУ, 2009. Т. П С. 79-81.

11. Оптимизация работы группы скважин на основе динамической модели взаимовлияния / С. Т. Кусимов, Б. Г. Ильясов, К. Ф. Тагирова, А. Р. Танеев, Е. Ф. Мезенцев // Инновации, проблемы машиноведения, процессов управления и критических технологий в машиностроении Республики Башкортостан : сб. науч. тр. Уфа: Гилем, 2010. С. 152-162.

12. Автоматизированная система поддержки принятия решений по формированию комплекса геолого-технических мероприятий на нефтяных скважинах / С. Т. Кусимов, Б. Г. Ильясов, К. Ф. Тагирова, Р. А. Бадамшин, Е. Ф. Мезенцев, 3. Г. Гимазтдинова // Инновации, проблемы машиноведения, процессов управления и критических технологий в машиностроении Республики Башкортостан : сб. науч. тр. Уфа: Гилем, 2010. С. 174-184.

13. Свид. об офиц. per. программы для ЭВМ № 2010613647. Динамическая модель нефтяного пласта/Е. Ф. Мезенцев, К. Ф. Тагирова М.: Роспатент, 2010.

Диссертант

Е.Ф. Мезенцев

МЕЗЕНЦЕВ Евгений Федорович

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССОМ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ОСНОВЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ УЧАСТКА НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Специальность 05.13.06 Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (в промышленности)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано к печати 07.10.2010. Формат 60x84 1/16. Бумага офсетная. Печать плоская. Гарнитура Тайме. Усл. печ. л. 1,0. Усл. кр. - отт. 1,0. Уч.-изд. л. 0,9. Тираж 100 экз. Заказ № 413.

ГОУ ВПО Уфимский государственный авиационный технический университет Центр оперативной полиграфии 450000, Уфа-центр, ул. К. Маркса, 12 •

Введение

Глава 1 Анализ текущего состояния автоматизации процесса 15 управления технологическим процессом добычи нефти

1.1 Актуальность темы исследований

1.2 Анализ существующих систем и технологий 19 автоматизации технологического процесса добычи нефти

1.3 Цели и задачи исследования 40 Выводы по первой главе

Глава 2 Разработка и исследование системы управления технологическим процессом добычи нефти на основе модели участка пласта

2.1 Анализ структуры системы управления нефтедобывающим 46 производством

2.2 Анализ существующих моделей нефтяного пласта

2.3 Модель движения двухфазной жидкости в пористой среде

2.4 Математическая модель участка пласта для оперативного 68 управления технологическим процессом добычи нефти

2.5 Анализ устойчивости разностной схемы модели участка 75 нефтяного пласта

2.6 Идентификация параметров модели участка пласта по 78 данным разработки

Выводы по второй главе

Глава 3 Разработка алгоритмов управления режимами работы 85 скважин

3.1 Выбор режимов работы добывающей скважины

3.2 Выбор дебита скважины в режиме кратковременной 96 эксплуатации

3.3 Выбор режимов работы нагнетательных скважин

3.4 Групповая подсистема управления режимами работы 101 скважин

3.5 Синтез структуры системы управления технологическим 112 процессом добычи нефти

Выводы по третьей главе

Глава 4 Оценка эффективности системы управления технологическим 121 процессом добычи нефти

4.1 Постоянно действующая гидродинамическая модель 121 анализируемого месторождения

4.2 Оценка эффективности предложенного алгоритма 126 идентификации параметров модели для целей оперативного управления

4.3 Оценка эффективности управления добывающей 135 скважиной

4.4 Оценка эффективности системы управления 142 технологическим процессом добычи нефти в целом

Выводы по четвертой главе

Актуальность темы

Нефтяная и газовая промышленность представляют собой совокупность хозяйствующих субъектов, обеспечивающих разведку, строительство скважин, добычу, транспортировку, переработку и реализацию нефти, газа и продуктов их переработки. Данная отрасль является стратегически важной, учитывая те сложные климатические условия, в которых проживает большая часть населения России. На данный момент без нефти невозможно успешное функционирование ни мировых транспортных связей, ни мировой экономики, ни мировой политики.

Нефтяная промышленность в настоящее время производит 12-14% промышленной продукции, обеспечивает 17-18% доходов федерального бюджета и более 35% валютных поступлений [60]. Нефтегазовый комплекс России, являющийся базовой отраслью экономики страны, обеспечивает более 2/3 общего потребления первичных энергопродуктов, 4/5 их производства. В 2006 году доходы от поставок нефти, нефтепродуктов и газа за рубеж превысили 160 млрд. долларов, или более 70% всех поступлений от экспорта [96].

За последний период отмечается резкое ухудшение ресурсной базы РФ. В стране возросла доля трудноизвлекаемых запасов, что привело к снижению объемов добычи. Ожидается открытие 25% неразведанных ресурсов на глубине 3-5 км. И еще 25% на глубинах свыше 5 км. Главными причинами ухудшения состояния сырьевой базы является естественное истощение недр и резкое сокращение объема инвестиций, направляемых в эту сферу деятельности.

В девяностые годы добыча нефти систематически снижалась, но с 2000 года стала увеличиваться. Этому способствовала благоприятная ценовая конъюнктура на мировых рынках нефти. Кроме этого, в этот период времени увеличился объем инвестиций в нефтяную отрасль. Это способствовало увеличению вновь вводимых нефтяных месторождений [60].

Рост объемов добычи нефти обеспечивается- значительным увеличением фонда скважин, которые бурятся в отдаленных районах со сложными, климатическими условиями, что делает невозможным систематическое обслуживание, и исследование всех скважин бригадным способом.

Разработка месторождений углеводородов представляет собой комплексную проблему, для успешного решения которой требуется привлечение знаний и опыта, накопленных в различных областях науки и инженерной практики. С другой стороны, принятие любого решения инженером-нефтяником, касается ли оно изменения режима работы скважины, необходимости обработки призабойной зоны, оценки эффективности технологического мероприятия основывается на имеющейся в его распоряжении информации. Очевидно, что при отсутствии или небольшом ее количестве надежность принимаемых решений и выводов будет неудовлетворительна. Поэтому возникает необходимость определения достаточного объема информации, на основании которого можно оперативно принимать соответствующие технологические решения, эффективно обеспечивая заданный уровень добычи нефти.

Перечисленные особенности определяют трудности освоения новых месторождений, повышение эффективности эксплуатации уже разрабатываемых, оценки целесообразности и эффективности новых технологических мероприятий и процессов. Основная сложность заключается в ограниченности исходной и получаемой информации как в качественном, так и количественных отношениях. Это объясняется малым числом экспериментов, проводящихся на промыслах, сложностью проведения исследовательских работ, необходимостью при этом принимать оперативные решения.

В" настоящее время в России проводятся масштабные работы по созданию систем контроля и управления процессами разработки нефтяных месторождений.

При создании систем контроля и управления технологическим процессом добычи нефти должны ставиться такие задачи, как управление разработкой на уровне упрощенных моделей пласта или его участка, а также выбор рационального режима работы наземного оборудования» для каждой скважины, так как добывающие скважины являются сложными динамическими объектами управления, и правильный выбор режима их работы играет решающую роль в добыче нефти.

Создание системы управления технологическим процессом добычи нефти невозможно без создания адекватной математической модели, отражающей процессы, происходящие в моделируемых нефтепромысловых системах. Под нефтепромысловой системой подразумеваются такие взаимодействующие объекты, как: скважина - пласт - скважина; скважина -призабойная зона; призабойная зона - удаленная часть пласта и т. д. От того насколько точно определяется состояние нефтепромысловой системы зависит эффективность принимаемого решения, будь то выбор скважины, на которой будут проводиться геолого-технические мероприятия (ГТМ) или регулирование режимов работы скважин [69,70,71].

Начало развитию подземной гидромеханики, как основы моделирования, было положено французским инженером А. Дарси, который в процессе работы над проектом водоснабжения города провел многочисленные опыты по изучению фильтрации воды через вертикальные песчаные фильтры. В 1856 г. он дал подробное описание своих опытов и сформулировал обнаруженный им экспериментальный закон, в соответствии с которым скорость фильтрации жидкости прямо пропорциональна градиенту давления.

В работах Самарского А. А. и Тихонова А. Н. рассмотрены методы решения уравнений в частных производных, в том числе и методом конечно-разностных аппроксимаций, которые могут быть приложены к физическим процессам, происходящим в нефтяном пласте. Большой вклад в развитие технологии нефтеотдачи внесли работы по теории фильтрации крупнейшего американского специалиста М. Маскета. Широкое распространение получила теория двухфазной фильтрации, предложенная С. Бакли и М. Левереттом.

Современная теория разработки нефтяных месторождений основывается на численном интегрировании дифференциальных уравнений, описывающих процессы неустановившейся фильтрации жидкости и вытеснения нефти водой. При этом необходимо учитывать неоднородность пласта по коллекторским свойствам и нерегулярность сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин. Постановка краевых задач такова, что получить их аналитическое решение не удается. Поэтому решение практически интересных задач отыскивается в результате использования методов вычислительной математики. Решение соответствующих краевых задач на некотором временном слое сводится к решению алгебраической задачи, обычно к решению системы алгебраических уравнений [62,64].

Управление распределенными объектами было освещено в работах Понтрягина Л. С., Бутковского А. Г., Красовского Н. Н. в 60-70 годах XX века. М. В. Мееровым в 1965 году была рассмотрена возможность организации системы автоматического управления добычей нефти. Значительный вклад в создание методики выбора эффективных систем разработки нефтяных месторождений, задач и критериев управления разработкой внесли Э. М. Халимов, Б. И. Леви [97].

Принципы проектирования и осуществления рациональной разработки нефтяных месторождений были изложены в работах Щелкачева В.Н., Закирова С.Н., Лысенко В.Д. Принципы рациональной разработки нефтяных месторождений включают в себя: учет послойной и зональной неоднородности нефтяных пластов, зависимость нефтеотдачи пластов от плотности сетки скважин и неравномерности этой сетки, сильная зависимость нефтеотдачи пластов от возможного высокого соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти, учет современной теории интерференции скважин при проектировании внутриконтурного заводнения, определение параметров для расчета дальнейшей разработки нефтяных пластов путем анализа предыдущей истории разработки, учет ограниченной долговечности скважин до их аварийного выбытия, а также учет ограничений на режимы работы объектов наземной инфраструктуры [31,109,56,57].

В результате анализа работ ученых, занимающихся сходной проблематикой показано, что идея создания систем управления добычей нефти уже рассматривалась ранее, но не была доведена до логического завершения. Таким образом, тема исследований является актуальной для автоматизации нефтедобывающей промышленности с целью повышения ее эффективности и уменьшения затрат.

Цель работы

Разработать автоматизированную систему оперативного управления процессом добычи нефти на основе динамической модели участка нефтяного пласта, включая структуру, алгоритмы и программное обеспечение. Оценить эффективность разработанной системы управления методом имитационного моделирования.

Задачи исследования

Для достижения поставленных целей требуется решить следующие задачи:

1. Разработать постоянно действующую динамическую модель участка нефтяного пласта с группой добывающих и нагнетательных скважин.

2. Разработать алгоритм идентификации геологических и гидродинамических параметров предложенной динамической модели участка нефтяного пласта.

3. Разработать алгоритм выбора оптимального дебита добывающей скважины и алгоритм управления процессом добычи нефти для группы скважин на основе разработанной динамической модели участка нефтяного пласта.

4. Разработать структуру и алгоритм работы автоматизированной системы управления добычей нефти на уровне технологического оборудования и процессов.

5. Провести моделирование работы автоматизированной системы управления процессом добычи нефти и оценить эффективность ее функционирования.

Методы решения

При решении поставленных в работе задач использовались методы теории вычислительной математики, математической физики и системного анализа, теория аппроксимации, теория графов, а также теория имитационного моделирования. Применялись программные продукты Microsoft Visual С++ 2005, Eclipse фирмы Shlumberger.

На защиту выносятся:

1. Постоянно действующая динамическая модель участка нефтяного пласта с группой добывающих и нагнетательных скважин, адаптированная для оперативного управления процессом добычи нефти.

2. Алгоритм автоматической идентификации геологических и гидродинамических параметров динамической модели участка нефтяного пласта по данным истории разработки месторождения с использованием встроенного алгоритма оптимизации по критерию минимизации отклонения между модельными параметрами разработки и соответствующими им фактическими показателями.

3. Алгоритм выбора оптимального дебита отдельной добывающей скважины и управления процессом добычи нефти для группы скважин на основе разработанной постоянно действующей динамической модели взаимовлияния скважин.

4. Структура автоматизированной системы управления процессом добычи нефти, включающей локальную и групповую подсистемы управления и реализующей алгоритм их согласованного функционирования, в состав которой введены блок моделирования взаимовлияния скважин и блок оценки экономической эффективности.

5. Результаты экспериментальных исследований разработанной комплексной технологии моделирования и управления процессом добычи нефти на основе постоянно действующей динамической модели участка пласта, полученные путем имитационного моделирования.

Научная новизна:

1. Новизна разработанной постоянно действующей динамической модели участка нефтяного пласта с группой скважин заключается в том, что в однослойной сеточной модели неоднородность обводненности жидкости по вертикали моделируется в виде непрерывного распределения по высоте слоя, что позволяет учитывать различные коэффициенты подвижности для нефтяной и водной фазы, а также для зоны водонефтяного контакта и за счет этого повысить точность описания физических процессов, происходящих в пласте и одновременно уменьшить время расчета модели; динамическая модель участка пласта адекватно описывает взаимовлияние скважин и является основой комплексной технологии моделирования и управления процессом добычи нефти в реальном масштабе времени.

2. Новизна разработанного алгоритма автоматической идентификации параметров постоянно действующей динамической модели участка пласта заключается в укрупнении карты проницаемости путем объединения! ячеек модели в регионы с присвоением каждому региону обобщенного коэффициента проницаемости; задании основных параметров идентификации только в ячейках со скважинами с нахождением этих параметров для остальных ячеек путем интерполяции; использовании в качестве начальных значений идентифицируемых параметров значений, полученных в результате предыдущей идентификации, что в совокупности позволяет сократить время идентификации с одновременным обеспечением высокой степени адекватности модели.

3. Новизна алгоритма выбора оптимального- дебита добывающей скважины и управления группой скважин заключается в реализации комплексной технологии моделирования и управления путем формирования управляющего воздействия на скважинное оборудование на основе периодической идентификации постоянно действующей модели участка пласта по мере поступления текущих промысловых данных и расчета оптимального дебита скважины в реальном масштабе времени с учетом как технологических ограничений, так и экономических затрат.

4. Новизна разработанной двухуровневой структуры системы управления обусловлена включением в ее состав программного блока -постоянно действующей динамической модели участка нефтяного пласта и блока оценки экономической эффективности, что обеспечивает совместное эффективное функционирование группового и локального уровней управления добычей нефти в реальном масштабе времени по технико-экономическим показателям.

5. Новизна разработанных программных средств определяется новизной предложенных алгоритмов и постоянно действующей динамической модели участка нефтяного пласта, совместное использование которых позволило обеспечить выполнение функций эффективного оперативного управления процессом добычи нефти в реальном масштабе времени на основе периодически обновляемых фактических промысловых данных.

Практическая ценность полученных результатов

Практическая ценность разработанной постоянно действующей динамической модели участка нефтяного пласта заключается в том, что расчет и идентификация параметров модели возможны в реальном масштабе времени без участия оператора на контроллере группы скважин, что позволяет внедрить данную модель в систему управления добычей нефти без значительных капитальных вложений. J

Практическая ценность полученного алгоритма управления группой взаимодействующих скважин совместно с разработанной динамической моделью участка^ пласта позволяет производить управление режимами работы группы скважин в реальном масштабе времени с помощью контроллера группы скважин, что значительно повышает технико-экономическую эффективность добычи нефти.

Разработаны программные модули моделирования работы группы скважин (программа для ЭВМ № 2010613647 «Динамическая модель участка пласта»), а также программный модуль визуализации данных и обмена I данными с гидродинамическим симулятором (программа для ЭВМ № 2007612237 «Адаптация относительных фазовых проницаемостей»).

Результаты имитационного моделирования процесса функционирования системы управления процессом нефтедобычи на примере модели одного из реальных нефтяных Западной Сибири подтвердили адекватность разработанной динамической модели участка пласта и эффективность предложенных алгоритмов управления.

Апробация работы

Основные положения и результаты, полученные в работе, докладывались на следующих научно-технических конференциях:

• Девятая международная научно-техническая конференция «Computer Science and Information Technologies». Уфа, 2007.

• Международная научно-практическая конференция «Системный анализ в проектировании и управлении». СПб, 2007.

• Четвертая всероссийская зимняя школа-семинар аспирантов' и молодых ученых, Уфа, 2009.

• Всероссийская молодежная научная конференция Мавлютовские чтения, Уфа, 2009. I S

Связь исследований с научными программами

Исследования в данном направлении выполнялись в период с 2007 по 2010 г.г. на кафедре технической кибернетики Уфимского государственного авиационного технического университета в рамках грантов РФФИ: «Разработка систем управления сложными динамическими техническими объектами в нефтедобывающей промышленности» («Поволжье», 2008 г.), «Теоретические основы автоматизации управления процессом добычи нефти из малодебитных скважин на основе динамических моделей» (2009 -2011г.г.), ГНТП РБ «Автоматизированная система поддержки принятия решений по формированию комплекса геолого-технических мероприятий на нефтяных скважинах» (2009 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы представлены в 13 публикациях, в том числе - в 11 научных статьях (из них 5 - в рецензируемых журналах из списка ВАК), 6 - в сборниках материалов конференций, 2 свидетельства Роспатента об официальной регистрации программ для ЭВМ.

Структура работы

Диссертационная работа изложена на 154 страницах машинописного текста и включает введение, четыре главы основного материала, заключение; рисунки на 58 страницах; библиографический список из 121 наименования на 12 страницах и приложения на 40 страницах.

Выводы по четвертой главе . • 1. Рассмотрены причины выбора гидродинамического комплекса программ Eclipse® компании Schlumberger и созданной фильтрационной, модели одного из реальным нефтяных месторождений Западной Сибири, которые могут быть использованы для расчета прогнозных- вариантов управления.

2. Проведена идентификация параметров модели участка нефтяного пласта по данным разработки реального участга нефтяного пласта: ,

Полученная в результате идентификации параметров пласта модель может быть использована для оценки взаимовлияния интерферирующих скважин. ,

3.- Использование локальной системы управления скважинным-оборудованием позволяет согласовать • скорость притока жидкости к забою скважины и производительность насосного оборудования, а также подобрать дебит скважины таким образом, чтобы минимизировать удельные затраты на добычу одного кубического метра нефти, либо максимизировать размер, прибыли в. результате добычи нефти из скважины.

4. Использование групповой Подсистемы управления "позволяет сократить общие удельные затраты, на ¡эксплуатацию месторождений, а также уменьшить срок окупаемости капитальных вложений.

5/ Прогнозные расчеты показали, что учет в системе управления-взаимовлияния скважин на основе ' моделирования и разработанные ограничения на работу группы скважин позволили добиться лучших технико-экономических показателей, по сравнению с управлением, без учета взаимовлияния скважин, что, в свою очередь, доказывает правильность, введения в систему управления функции прогнозирования взаимовлияния скважин. • .

Заключение

Разработана постоянно действующая динамическая модель участка нефтяного пласта с группой скважин, учитывающая в однослойной сеточной модели неоднородность обводненности жидкости по вертикали в виде непрерывного распределения по высоте слоя, что позволяет учитывать различные коэффициенты подвижности для нефтяной и водной фазы, а также для' зоны водонефтяного контакта и за счет этого повысить точность описания физических процессов, происходящих в пласте и одновременно уменьшить время расчета модели; . модель адекватно описывает взаимовлияние скважин и является основой комплексной технологии моделирования и управления процессом добычи нефти в реальном масштабе времени. Разработан алгоритм автоматической идентификации параметров постоянно- действующей, динамической модели участка пласта, заключающийся в укрупнении карты проницаемости путем объединения, ячеек модели в регионы. с присвоением каждому региону. обобщенного коэффициента проницаемости; задании основных параметров идентификации только в ячейках со скважинами с нахождением этих' параметров для остальных ячеек путем интерполяции; использовании в качестве начальных значений идентифицируемых параметров результатов предыдущей идентификации, что в совокупности позволяет сократить время идентификации с одновременным обеспечением высокой, степени-адекватности модели. Среднеквадратическое отклонение модельных забойных давлений от фактических составило (0,5-1,5) %. Отклонение-модельных накопленных показателей добычи нефти от фактических не превышает 0,25 %.

Разработан алгоритм выбора оптимального дебита добывающей скважины в режиме непрерывной и кратковременной эксплуатации, а также алгоритм управления группой скважин, который заключается в реализации комплексной технологии моделирования и управления путем формирования управляющего воздействия на скважинное оборудование на основе' периодической идентификации постоянно действующей модели участка пласта по мере поступления текущих промысловых данных и- расчета оптимального дебита скважины в реальном масштабе времени с учетом как технологических ограничений, так и экономических затрат. -Реализация предложенных алгоритмов позволила повысить суммарную.добычу нефти на 33,3 % и уменьшить удельные затраты на добычу нефти на 5 %.

Разработана двухуровневая структура системы управления; включающей модуль постоянно действующей динамической модели участка нефтяного пласта и реализующей алгоритм координированного управления-группой скважин в реальном масштабе времени для перераспределения текущей добычи между скважинами с целью получения максимальнойприбыли с учетом технологических ограничений, например, максимальных пропускных способностей наземной инфраструктуры. . '

Разработаны программные ' средства, реализующие алгоритмы управления и постоянно действующую динамическую модель участка нефтяного пласта, совместное использование которых позволило обеспечить выполнение функций эффективного управления процессом добычи нефти в реальном масштабе времени с использованием периодически обновляемых промысловых данных. Глубокая интеграция модели участка нефтяного, пласта, модуля идентификации параметров модели и модуля выбора оптимальных управляющих воздействий на • пласт дозволили увеличить общее быстродействие автоматизированной системы управления и снизить аппаратные требования к контроллеру группы скважин. Разработана программа АРМ технолога с инструкцией по работе пользователя. Проанализирована техническая и • экономическая эффективность использования предлагаемой автоматизированной системы управления. Прирост прибыли за расчетный период (4 года) составляет 18 468 тыс. руб.

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. - М.: Недра, - (пер. с англ.), 1982. -408 с. • .

2. Алиев Т.М., Мелик-Шахназаров A.M., Тер-Хачатуррв • A.A. Измерительные информационные системы в нефтяной промышленности. — М.: Недра 1981. — 351с.

3. Алтунин А.Е., Семухин М.В. Расчеты в условиях • риска и неопределенности в нефтегазовых технологиях: Монография. Тюмень: Издательство Тюменского государственного университета, .2004. 296 е.- '

4. Алтунин А.Е., Семухин М.В.' Расчеты в условиях риска и неопределенности в нефтегазовых технологиях Тюмень: Изд->во Тюменского государственного университета, 2005. — 220 с.

5. Балакиров Ю.А., Капущак Л.В., Слепян Е.А. Оптимальное управление процессами нефтедобычи. -Киев: ТЕХНИКА, 1987.- 131 с.

6. Банди Б. Методы оптимизации. Вводный курс. М.: Радио, и связь, 1988.- 128 с.

7. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 211 с. •

8. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Т.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебное пособие для вузов. Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. - 544 с. . *

9. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика:. Учебник для вузов. М.: Недра, 1993. - 416 с: ил.

10. Ю.Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: ' Недра, 1990.-427 с.

11. П.Бренц А.Д. и др. Автоматизированные системы управления в нефтяной и газовой промышленности. -М.: Недра, 1982. — 233 с.

12. БурцевИ:Б. Теория совместной.работы пласта, скважины, подъемного• оборудования1 как гидравлической, системы. — Уфа:. Издательство * УГНТУ, 1990. 96 с.

13. З.Ведерникова Ю.А. Оценивание • гидродинамических параметров системы "Пласт — скважина — насос". Автореферат диссертации на соискание ученой степени к. т. н. Тюмень, 2006. — 16с.

14. Ведерникова Ю.А., Соловьев И.Г. Моделирование взаимного влияния скважин для участка нефтяного месторождения / Ю.А.Ведерникова, // Вестник кибернетики Тюмень: ИПОС СО РАН, 2003, вып.2. - С. 148156." .

15. Веревкин А.П., Кирюшин О.В., В.Я. Соловьев. Моделирование и оптимизация процессов добычи нефти в динамике. // Вопросы управления и проектирования в информационных и кибернетических системах. Уфа: Издательство УГАТУ, 2003. - С. 175-180.

16. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Тазиев M.Mi Проблемы разработки водонефтяных и частично заводнённых зон нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2007. - 360 е.: ил.

17. Всеволожский В.А., Судо P.M. Влияние гидрогеологических условий на эффективность разработки нефтяных месторождений. / Тезисы• научной конференции Ломоносовские чтения, апрель 2005. С. 35-38.

18. Геология и геохимия нефти и газа. Под ред. Бакирова A.Ä. — М.: Недра 1982. -288 с. • .

19. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник. Изд. 2, перераб. и доп. М.: Недра, 1971. - 312-е.

20. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов: • Пер. с англ. H.A. Бардиной, П.К. Голованова, В.В. Власенко, В.В. Покровского/Под-ред: А.Г! Ковалева. -М!: Недра, 1986, 608 е.

21. Грайфер В .И., Ишемгужин С.Б., Яковенко Г. А. Оптимизация добычи нефти глубинными насосами Казань:- КНИ, 197-3. - 216 с.157 ' .

22. Гулиев М.А., Гусейнзаде М.А., Максимов М.М. 'Методы моделирования и расчета термо- и гидродинамических процессов В' нефтяном пласте. -М.: Недра, 1984 151с.

23. Дунаев И.В. Диагностика и контроль состояния скважинной штанговой насосной установки на основе динамометрирования и нейросетевых технологий. Автореферат диссертации на соискание ученой степени к., т. н.Уфа, 2007.-16с.

24. Ермолов Б.А., Цыкин И.В., Леонова Л.В. О модели себестоимости добычи нефти. // Наука и технология 1999. №1. С. 15-19.

25. Жданов М. А. Нефтегазопромысловая геология. М., Гостопт'ехиздат, 1962-536с. ' ■

26. Жданкин В. Приборы для измерения уровня. -М.: Современные технологии автоматизации. —2002. —№3. 23с. • .

27. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. 2-е. издание, переработанное и дополненное — М.: Недра. 1988. — 332с.

28. Жером М., Крешо К. Б., Шандрыгин А., Руденко Д., Зинченко И. Анализ работ по гидроразрыву пласта на Ямбургском газоконденсатном месторождении / Технологии ТЭК, октябрь 2005 г. С. 41-47. . '

29. Ильясов Б. Г., Тагирова К. Ф., Ефремов А. П., Мезенцев Е.'Ф: Определение свойств пласта коллектора с использованием нейронных сетей. // Автоматизация, телемеханизация и связь в. нефтяной• промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2008. № 6 С. 8 11.

30. Ильясов Б.Г., Шаньгин Е.С., Тагирова К.Ф., Танеев А.Р: -Система-автоматического управления добычей нефти из малодебитных скважин. Нефтепромысловое дело. -2004 —№ 1. — С. 22-26. •

31. Каллианпур Г. Стохастическая- теория фильтрации: Пер: с англ./Под ред. A.B. Скорохода. М.: Наука. Гл. ред физ.-мат. лит., 1987. - 320 с.

32. Кирьянов Д.В:, Кирьянова E.H. Е1ычислительная физика — М.: Полибук Мультимедиа, 2006. 352 е.: ил. ' •

33. Клейман М.Д., Шевченко. Д.-В. .Расчет поля нефтенасыщенностй при большом числе скважин. // Математическое моделирование. М.: Академиздатцентр "Наука" 2002. - том 14. - №9. - С.19-23

34. Колмановский В.Б. Задачи оптимального управления. — Соросовский образовательный журнал. №6. —Москва. 1997. —121—127 с.

35. Копченова Н.В., Марон И.А. Вычислительная математика в примерах и задачах. М.: Наука, 1972. — 385 с.

36. Коршак A.A., Шаммазов A.M. Основы нефтегазопромыслового дела. Учебник для ВУЗов: Уфа.: ООО "ДизайнПолиграфСервис", 2001• 544 е.: ил.

37. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений -проблема моделирования. М.: Недра, 1979. — 302с.

38. Круман Б.Б. Расчеты при эксплуатации скважин штанговыми насосами. -М.: Недра, 1980 320 с.

39. Крьтлов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. 416 с.

40. Кузмичев Н. Кратковременная эксплуатация скважин в осложненных• условиях. // Технологии ТЭК. 2004. № 9. - 72-77 с.

41. Кусимов С.Т., Ильясов Б.Г., Исмагилова JI.A., Валеева Р.Г. Интеллектуальное управление производственными процессами. ,-М.: Машиностроение, 2001.-327 с.

42. Лисовский H.H., Надежкин А.Д., Голубев B.C., Афанасьев B.C., Кухаренко Ю.Н. Геология и разработка нефтяных месторождений Башкирии. -Уфа.: БашНИПИнефть. 1977. 174 с.

43. Лозин Е.В. Основы физики Земли (геодинамика). Учебное пособие. — Уфа, изд. Уфимского государственного нефтяного университета. 2000'г.-134 с.

44. Локотков А. Что должна уметь система SCADAy/Современные • технологии автоматизации, —N° 3. -1998. — С. 44-46.

45. Лысенко В.Д. Критерий рациональности разработки нефтяной залежи// Нефтяное хозяйство. - 1998. - №1. - С. 40-44.

46. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений — М.: Недра, 2005. 607 е.: ил.

47. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.:, Недра, 1973.• 250с.

48. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, -2004. 628 с.

49. Мастепанов A.M. Перспективы развития нефтегазового комплекса в свете Энергетической стратегии России. Наука • и технология углеводородов. 2003. -№3.(28), и №4 (29). - с. 48-52, 36-38.

50. Мееров М.В., Литвак Б.Л. Оптимизация* систем многосвязного управления. М.: Наука. 1972г. - 344 с.

51. Мезенцев Е.Ф. Разработка модели фильтрации-двухфазной жидкости для оперативного управления технологическим процессом добычи нефти / // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2010, № 3. С. 24-29.

52. Мезенцев Е.Ф., Гимазтдинова З.Г. Проектирование оптимальной структуры сети внутрипромысловых трубопроводов // Мавлютовские чтения: Всероссийская молодежная научная конференция. Уфа: УГАТУ, 2009.

53. Мезенцев Е.Ф., Тагирова К.Ф. Оптимизация режимов работы группы скважин на основе модели взаимовлияния скважин / // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. . М.: ВНИИОЭНГ, 2010. № 5. С. 22-27.

54. Мельниченко В. Оценка влияния забойного давления на ресурс УЭЦН для определения экономически оптимального режима эксплуатации скважины. // Нефтегазовая вертикаль. 2009. — №12.

55. Мирзаджанзаде А.Х. Технология и техника добычи нефти,1 М.: Недра, 1986.-384 с. .

56. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев K.G., Алиев З.С. Основы технологии добычи.газа, М.: ОАО "Издательство Недра", 2003. - 880 с: ил. . ' .

57. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. Москва-Ижевск: Институт компьютерных •исследований, 2004. -'368 с. '• 162t ♦

58. Мищенко- И.Т. Скважинная добыча« нефти: Mi: «Нефть, и газ» РГУнефти и газа им. ИМ.Губкина, 2003. 816 с.

59. Мухаметзянов А.К., Чернышов Й.Н., Липерт А.И., Ишемгужин С.Б. Добыча нефти-штанговыми насосами,- -М.: Недра, 1993. 352 с. .

60. Николаевский В.Н: Геомеханика и флюидодинамика. — М:: 'Недра, 1996. --447 е.: ил.

61. Николаевский В:Н., Басниев К.С., Горбунов А.Т., Зотов F.A. Механиканасыщенных пористых сред. М.: Недра, 1970. — 339 с. ' .

62. Основы управления технологическими процессами. Под ред. Райбмана Н.С.-М.: «Наука» 1978. 440 с.

63. Попков В.И., Шакшин В.П. Интегрировнное геолого-' гидродинамическое моделирование в системном управлении разработкой нефтегазовых месторождений. //Вестн. Сам. гос. техн. Унта. Сер. Физ.-мат. науки. 2009. № 1 (18). - С. 239-250 . '

64. Рапопорт Г.Н. и др. Автоматизированные системы управления, технологическими процессами. М:. Машиностроение 1977 248 с. .

65. Регламентная документация 153-39.0-047-00. Регламент по'созданию. ПДГТМ нефтяных и газонефтяньк месторождений.

66. Салаватов Т. Ш., и Зейналзаде Ю. А. Динамическое моделирование нефтедобычи с учетом переходных процессов / Нефтегазовое дело 2009' Т. 7. номер 1. — С.62-65.

67. Самарский A.A. Теориягразностных схем. М.:Наука, 1977. - 552 с. ' •

68. Самарский, А. А. Введение в численные методы: учебное пособие для вузов. Санкт-Петербург: Лань, 2009i - 286 с.

69. Свердлов Г.М: Автоматизированные системы управления ТП при• добыче нефти за рубежом. -М.: Недра, 1983 — 250 с.

70. Слабнов В.Д., Волков. Ю.А.,. Скворцов В.В. Влияние некоторых факторов регулирования- на основные показатели нефтедобычи -из' неоднородного пласта. // Математическое моделирование. М.:' Академиздатцентр "Наука" 2001. - том 14. - №1. - С. 3-15.163 . .•

71. Справочное руководство по проектированию разработки- ' и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.'-Под ред. Ш.К.Гиматудинова. -М.: Недра, 1983г. 463 с. •

72. Тагирова К.Ф., Мезенцев Е.Ф., Ефремов А.П. Оптимизация работы группы, скважин на основе динамической модели взаимовлияния // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2009. № 5. С. 24-29. ' . '

73. Тагирова К.Ф., Мезенцев Е.Ф., Мешков И.К. Automation of Oil Reservoir Hydrodynamic Model Adaptation by Relative Phase Permeability'

74. Using // Тр. 9-й междунар. конф. CSIT'2007. Уфа, 2007. Т. 2. С. 186-188(Статья на англ. яз.) '

75. Тагирова. К.Ф. Управляемая технология нефтедобычи ' на основе динамических моделей. // Вычислительная техника и новые информационные технологии : межвуз. науч. сб. Уфа, УГАТУ, 2007. Вып. 6. С. 30-35.

76. Теория, и практика применения новых методов увеличениянефтеотдачи. Сборник научных трудов. — Уфа, изд. Башнипинефть,'1981", с. 149. ' •

77. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов.— М.: 'ОАО "Издательство "Недра", 1999. 659 с: ил. .164 •

78. Тер-Саркисов P.M. Гужов H.A. и др. Моделирование разработки •месторождений природных газов с воздействием на пласт. — М.: ОАО"Издательство "Недра", 2004. 590 с.

79. Трапезникова М.А., Чурбанова. Н.Г. Моделирование . процессанефтедобычи явными и неявными численными методами. // Математическое моделирование. М.: Академиздатцентр "Наука" -1997. том 9. - №6. - С.53-66.

80. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении, второе H3flaHHej — M.: 2001. — 143 с.

81. Уразаков K.P., Андреев В.В., Жулаев В.П. Нефтепромысловое ■оборудование для кустовых скважин. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999.-268 е.: ил. '

82. Халимов Э.М., Леви Б.И., Дзюба В.И., Пономарев С.А. Технологияповышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1984 -271с.

83. Халимов Э.М., Халимов К.Э. Россия мировой лидер нефтегазодобычи (новый этап развития) // «Геология нефти и газа» № 2/2007. - С.33-38.

84. Чиликин М.Г., Ключев В.И., Сандлер A.C. Теория • автоматизированного электропривода. -М.:Энергия, 1979. -616 с.

85. Шаршнев. А. Станции управления насосами нефтедобычи -интеллект нарастает www.electromash.ru ' .

86. Шахвердиев А.Х. Унифицированная методика. расчета эффективности геолого-технологических мероприятий. Нефтяное.хозяйство.-2001.-№5.-С. 44-48

87. Шашель А.Г., Колганов В.И. Прерывистость карбонатных, коллекторов Башкирского • яруса (на примере Ильменевского месторождения). / Геология нефти и газа 09,1996. С. 56-64.

88. Шахвердиев А.Х., Максимов М.М., Рыбицкая Л.П.' Моделирование залежей нефти' с позиций системной оптимизации процессов. Нефтяное хозяйство. — 2000. — №12. -С. 19—22. .

89. Щелкачев В. Н. Важнейшие принципы нефтеразработки. М.: Нефть и газ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 608 с.110. . Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б! Подземная гидравлика.,— Ижевск: НИЦ Регулярная и хаотическая динамика, 2001. 736 с.

90. Янтудин А.Н., .Фазуллин А.З., Мукминов И.Р! Интегрированный подход к совершенствоваию разработки месторождений1 на поздней стадии. // Ростехнадзор. 2009. №6.

91. Begg S.H., Carter R.R., Dranfleld P. Assigning effective values to ' simulator gridblock parameters for heterogeneous reservoirs.// Spe res.eng. -1989. № 4. - p.455.

92. Durlofsky L.J. Numerical, calculation of equivalent- gridblock permeability tensors for heterogeneous porous media.// Water Resources Research. 1991. - V. 27, № 5. - P. 699-711. •

93. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation.- Prentice Hall, Eglewood Cliffs, New Jersey 07632.- 1989.- 430 pp. " ''

94. Ertekin T., Abou-Kassem J.H., King G.R. Basic applied reservoir • simulation. Richardson, Texas. - 2001. - 406 pp.

95. McCoy J.N., Rowlan O.L., Becker D.J., Podio A.L. How to Maintain High Producing Efficiency in Sucker. Rod Lift Operations. // SPE .Productionand Operations Symposium, 22-25 March 2003, Oklahoma City, Oklahoma

96. Odeh A.S. Comparison of Solutions to a Three Dimensional Black -Oil Reservoir Simulation Problem / / JPT. - Vol. 33, January 1981, p. 13025.

97. Peaceman D.W. Fundamentals of numerical reservoir simulation. -Amsterdam Oxford - New York: Elsevier Scientific Publishing Company, 1977.- 176 pp. . •

98. Peaceman D.W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation. // SPE Journal. 1978.- V.I8, № 3.- P. 183-i94.